|
О "революционной ситуации" в российской нефтепереработке
В. В. ШМАТ,кандидат экономических наук, Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН, Новосибирск
E-mail: econom2@rinet.su
Конфликт интересов
В российской нефтеперерабатывающей промышленности сложилась непростая ситуация, весьма схожая с той, когда, согласно известной ленинской формулировке, "верхи не мо гут, а низы не хотят" жить по-старому. Продолжая сравнение, можно сказать, что "верхи" - это несколько крупных нефтяных компаний, контролирующих почти всю переработку нефти в стране, а "низы" - это многочисленные потребите ли нефтепродуктов, очень разнородные по составу. "Класс низов" включает как индивидуальных, так и корпоративных, в том числе государственных потребителей, коммерческих и некоммерческих.
Острый конфликт интересов производителей и потребите лей нефтепродуктов в России развивался постепенно, его кор ни уходят в то недалекое прошлое, когда в российском нефтегазовом секторе начались рыночные преобразования. По замыслу инициаторов реформы, ее цель состояла в создании конкурентного рынка нефти и продуктов ее переработки. Но в действительности все получилось по-другому: отечественные вертикально интегрированные нефтяные компании, созданные по образу и подобию ведущих мировых корпораций, сумели монополизировать все основные сферы деятельности в нефтегазовом секторе.
Занимая доминирующее положение на рынке, нефтяные компании проводят политику, откровенно ущемляющую интересы потребителей. Нефть и нефтепродукты поставляются на внутренний рынок фактически по остаточному принципу - в отечестве продается то, что по каким-либо при чинам не удается экспортировать. А причин таких две: во-первых, технические ограничения, связанные с пропускной способностью экспортных нефтепроводных систем, морских нефтеналивных терминалов и т. п.; во-вторых, периодическое падение эффективности экспорта ниже приемлемого для компаний уровня, что связано с особенностями режима изменения вывозных таможенных пошлин на сырую нефть[1]. Цены на нефтепродукты на внутреннем рынке привязаны к мировым, но эта связь в основном односторонняя - при повышении мировых цен на нефть внутренние цены тоже почти синхронно возрастают, однако в периоды падения или стабилизации мировых цен внутренние снижаются очень "неохотно".
Нефтяные компании не только используют свое доминирующее положение на рынке, но и постоянно стремятся его упрочить. Новостная лента Интернет-сайта Федеральной анти монопольной службы (ФАС) [2] буквально пестрит сообщения ми о судебных исках и других санкциях, применяемых ведомством и его региональными подразделениями по отношению к продавцам нефтепродуктов, среди которых известнейшие российские компании ("ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Газпром" и др.) либо их "дочки". К типичным нарушениям анти монопольного законодательства относятся попытки монополизации рынков путем поглощения конкурирующих компаний, установление монопольно высоких цен, негласные ценовые сговоры, создание различных ограничений для деятельности независимых конкурирующих продавцов, навязывание невыгодных условий сделок для компаний-контрагентов (например, работающих на условиях франшизы), несоблюдение правил предоставления отчетности по объемам продаж и ценам.
"Линия фронта" в сражении с нефтяным монополизмом про стирается от западных до восточных границ страны, а в "боевых сводках" ФАС за 2006-2007 гг. упоминаются Липецкая, Белгородская, Орловская, Брянская, Пензенская, Нижегородская, Астраханская, Челябинская, Амурская области и другие регионы. Всего под особым вниманием ФАС сейчас находится 38 субъектов Федерации, где выявлено коллективное доминирование на рынках нефтепродуктов[3]. Примечательно, что примерно в 15 регионах системы нефтепродуктообеспечения находятся под контролем единственной вертикально интегрированной компании. Политика, проводимая российскими нефтяными компания ми, вступает в жесткий конфликт с интересами потребите лей нефтепродуктов, что, собственно, и создает почву для "революционной ситуации".
Чего не хотят "низы"?
Попросту говоря, "низы", то есть потребители, не хотят трех вещей:
- непрекращающегося и фактически бесконтрольного рос та цен на нефтепродукты, замаскированного под "естественную" реакцию рынка на изменение мировой конъюнктуры;
- заливать в баки своих автомобилей низкокачественное топливо, которое с большой натяжкой можно назвать бензином;
- дефицита нефтепродуктов, который витает над российским рынком, то и дело становясь явью, когда речь заходит о действительно высококачественных нефтепродуктах, напри мер премиум-бензинах, многих видах смазочных масел и т. п.
Рядового потребителя, мягко говоря, удивляет, что в Рос сии, занимающей 1е место в мире по добыче и 2е место по экспорту нефти, бензин на автозаправках стоит дороже, чем в Америке, а та как раз - главный мировой импортер нефти. К сожалению, уровень розничных цен на бензин - пока что единственный показатель, по которому Россия "превзошла" США в соревновании по развитию нефтепереработки (рис. 1).
Рис. 1. Цены на нефтепродукты в России и Америке в 1995-2006 гг., центов за 1 л
Согласно исследованию германской компании GTZ[4], на протяжении многих лет проводящей мониторинг ситуации в нефтепереработке и на рынке нефтепродуктов, по дороговизне автобензина и дизельного топлива в 2006 г. Россия вышла на 4-е место среди всех ведущих нефтедобывающих стран мира, уступая лишь Норвегии, Великобритании и Канаде. При этом наша страна далеко обогнала всех своих конкурентов по добыче и экспорту сырой нефти (рис. 2).
Рис. 2. Розничные цены на нефтепродукты по странам мира (включая налоги) в 2006 г., центов за 1 л
Если же принять в расчет различия в уровнях доходов населения, то окажется, что цены на нефтепродукты в России обгоняют не только США, но и страны Евросоюза (табл. 1). Реальная розничная цена основных нефтепродуктов в России в настоящее время в 5,5 раз выше, чем в США, и примерно в 2,5 раза выше[5], чем в основных нефтепотребляющих странах Европы. Это странно не только для рядового обывателя, не разбирающегося в тонкостях экономической политики и ценообразования, но и с позиций здравого смысла вообще.
Таблица 1
Сравнение цен на нефтепродукты в России, США и 15 "старых" странах Евросоюза (EU/15) с учетом покупательной способности населения в 2005 г.
Естественно, от роста цен на нефтепродукты более всего страдают некоммерческие потребители, поскольку расплачиваются за потребляемое топливо из собственного кармана или за счет бюджетных (как правило, весьма ограниченных) средств. Коммерческие потребители компенсируют свои потери, включая дополнительные издержки на топливо в себестоимость производимых товаров и услуг и повышая цены на них.
Про дефицит и суррогат
Примечательно, что динамика цен на нефтепродукты в России почти никоим образом не связана с рыночной ситуацией, а рост цен не есть свидетельство дефицита нефтепродуктов. Всеобщий дефицит нефтепродуктов - это проблема не сегодняшнего дня, а, скорее, потенциальная угроза, которая может с большей или меньшей вероятностью реализоваться в будущем в зависимости от темпов и характера развития нефтепереработки в стране. В настоящее время российский рынок нефтепродуктов в общем и целом сбалансирован - той продукции, что производят отечественные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), хватает не только для удовлетворения внутренних потребностей, но и для экс портных поставок. Так, в 2006 г. из России в страны даль него и ближнего зарубежья экспортировано свыше 102 млн т нефтепродуктов, в том числе 6,3 млн т автомобильного бензина и 36 млн т дизельного топлива[6].
Тем не менее существуют признаки дефицита по отдельным товарным позициям. Например, только 6 из 30 крупных российских НПЗ, включая заводы по переработке газового конденсата, выпускают премиум-бензин Аи98, и хотя потребность в нем сейчас пока невелика, часть ее удовлетворяется за счет импорта. В 2006 г. в Россию было ввезено 7,4 тыс. т автобензина (средняя цена - более 700 дол./т), а общий им порт нефтепродуктов составил около 260 тыс. т на сумму чуть менее 400 млн дол. [7] Таким образом, импортный бензин на российском рынке занимает сотые доли процента в общем объеме продаж.
Значительно хуже обстоят дела со смазочными маслами. Российские НПЗ ежегодно производят около 3 млн т масел, почти половина которых экспортируется. Но в основном это полупродукты, или так называемые базовые масла, представляющие собой лишь основу для получения товарных масел (путем компаундирования различными присадками, технология производства которых зачастую относится к ноу-хау ведущих мировых компаний). Что же касается рынка конечной продукции, то он в значительной степени заполняется за счет импорта, доля которого по моторным маслам достигает 30%. Сегмент же высокоиндексных масел для современного авто транспорта (главным образом, для автомобилей иностранного производства) практически полностью контролируется зарубежными компаниями[8].
Угроза возникновения локальных дефицитов на отдельных региональных рынках есть, и обусловлена она крайней неравномерностью размещения мощностей нефтепереработки на территории России. Как следствие, средняя дальность транспортировки нефтепродуктов от производителей к потребителям составляет у нас более 2 тыс. км против примерно 500 км в США[9]. При этом в зону повышенного риска возникновения дефицита попадают не только регионы, наиболее удаленные от действующих НПЗ (многие регионы Сибири, Дальнего Востока, Европейский север), но и регионы на "обочине" основных транспортных потоков, особенно экспортных (некоторые территории Южного и СевероЗападного федеральных округов).
Реальную угрозу сегодня представляет скрытый дефицит нефтепродуктов, который тесно связан с проблемой качества последних. У проблемы качества есть два аспекта.
Первый заключается в различиях в стандартах качества нефтепродуктов, действующих в России и за рубежом. Российские ГОСТы на автомобильное топливо значительно либеральнее европейских ("Евро3", а тем более "Евро4" и "Евро5") и американских стандартов в отношении некоторых компонентов, представляющих экологическую опасность. Но данное обстоятельство не слишком влияет на эксплуатационные качества топлив, производимых российскими НПЗ, особенно при существующей структуре парков автомобильной и автотракторной - сельскохозяйственной, дорожной, строительной, военной и прочей техники. В большинстве своем эта техника отечественного производства рассчитана на использование ГОСТовского топлива. Если речь идет о легковых автомобилях, то это иномарки устаревших моделей, выпущенные до введения современных зарубежных стандартов на топливо. Поэтому существующие различия в стандартах качества нефтепродуктов российских потребителей пока не слишком беспокоят. Второй аспект проблемы качества нефтепродуктов, а именно он вызывает главное недовольство потребителей, состоит в том, что топливо, продаваемое на автозаправках под видом бензина или "дизельки", далеко не всегда таковым является. По разным оценкам, включая данные Федерального агентства по энергетике, от 25 до 40% и более реализуемого в розничной сети автомобильного топлива - фальсификаты (суррогаты, "бодяги"), изготовленные не в заводских условиях, а на нефтебазах или в "подпольных" цехах[10]. И чем дальше от Москвы, тем доля суррогатного топлива выше. А получают его методом простого компаундирования[11] на основе прямогонного бензина с использованием любых подходящих добавок. Зачастую очень опасных не только для окружающей среды, но и для "здоровья" автомобилей и другой техники. Свой "вклад" в производство некондиционного топлива вносят и многие так называемые миниНПЗ, а фактически - мало тоннажные установки прямой нефтеперегонки, которая, как известно, не дает ни одного товарного продукта, кроме мазу та. В отдельных случаях на миниНПЗ (при переработке малосернистой нефти или газового конденсата) может без дополнительной очистки вырабатываться дизельное топливо, со ответствующее ГОСТу. Крупные же НПЗ к производству суррогатного топлива имеют, как правило, лишь косвенное от ношение, выпуская в качестве товарной продукции прямогонный бензин - основу для получения суррогатов.
Причина широкого распространения в России суррогатных топлив хорошо известна. Автобензин марок Аи92 и Аи95 - главный объект фальсификаций - облагается акцизом по ставке 3629 руб./т, а низкооктановый бензин, включая прямо гонный, - по ставке 2657 руб./т. Таким образом, при копеечных затратах дополнительная прибыль "бодяжников", обусловленная только экономией на акцизных платежах, составляет порядка тысячи рублей на тонну выпускаемого топлива. Возможность слишком заманчивая, чтобы от нее отказаться. По данным компании "ЛУКОЙЛ", которая занималась собственными исследованиями рынка нефтепродуктов в ряде регионов страны, факты продажи некачественного бензина были выявлены даже на АЗС, работающих на условиях франчайзинга под торговой маркой этой компании[12].
Все рассмотренные проблемы современного российского рынка нефтепродуктов нашли свое отражение в "политическом лозунге", под которым в октябре 2006 г. в разных городах России прошла акция протеста автолюбителей: "Бензин по 12, а не бодяга по 20!". Целью акции было привлечь внимание властей к проблемам топливного рынка и добиться принципиального изменения позиции правительства в отношении цен (путем снижения налогов и акцизов на топливо для внутреннего рынка и проведения эффективной антимонопольной политики).
Чего не могут "верхи"?
Ответ прост: "верхи", то есть российские нефтяные компании, не могут обеспечить нормальное развитие нефтеперерабатывающей отрасли с учетом интересов потребителей и целого ряда других факторов, включая не только технические, но также экономические и экологические.
Обывательский взгляд на вещи, согласно которому наши нефтяники просто "не хотят" заниматься переработкой сырья в России и поэтому гонят нефть на экспорт, весьма да лек от истины. В целом не соответствует действительности и утверждение, что у российских нефтяных компаний сложилась "перекошенная" структура инвестиций, при которой по чти все средства направляются в добычу, а на нефтепереработку ничего не остается. Тогда как у ведущих мировых корпораций, таких, как ExxonMobil, BP и др., доля вложений в сегмент "downstream" (переработка и сбыт нефтепродуктов) составляет порядка 20% от общего объема инвестиций.
Если составить среднестатистическую картинку по 10 крупнейшим российским компаниям, можно увидеть, что, напри мер, в 2005 г. доля сегмента "переработка и сбыт" в инвестициях была немногим ниже 25% (табл. 2). Но при этом вы является резкая дифференциация между компаниями и по объемным, и по структурным показателям инвестиционной деятельности: с позиций инвестирования в нефтепереработку есть явные лидеры ("ЛУКОЙЛ", "Роснефть") и явные аутсайдеры ("Сургутнефтегаз", "Сибнефть"). При сравнении российских и зарубежных компаний нельзя забывать и о том, что у российских компаний соотношение между объемами добычи и переработки нефти в среднем составляет 2 к 1, тогда как у зарубежных компаний в большинстве случаев оно обратное - 1 к 2.
Таблица 2
Объемы инвестиций 10 ведущих российских нефтяных компаний по видам деятельности в 2005 г., млн дол.*
* Рассчитано по данным годовых отчетов компаний.
Еще одно заблуждение состоит в том, что у российских компаний инвестиции по своей величине якобы несопостави мо малы по сравнению с получаемой прибылью. За 2005 г. в среднем по 10 крупнейшим российским компаниям это со отношение составило 0,53 (13,5 млрд дол. инвестиций при чистой прибыли в 25,6 млрд дол.), что полностью укладыва ется в "мировые стандарты". К примеру, в том же 2005 г. компания BP инвестировала 10,1 млрд дол., имея чистую при быль в размере 22,6 млрд дол., у ExxonMobil эти показатели были, соответственно, 17,7 и 36,1 млрд дол. [13] Поэтому если и утверждать, что российские нефтяные компании инвестируют мало, то мало в сравнении не столько со своими возможностями, сколько с теми потребностями в инвестициях, которые обусловлены современным состоянием активов нефегазового сектора и задачами его дальнейшего развития. Последние же в значительной степени определяются не компаниями, а государством и обществом.
Экономика, равно как и политика, есть "искусство возможного", а не желаемого. Предпочтения в развитии тех или иных направлений бизнеса для нефтяных компаний определяются не простым желанием или нежеланием, а соотношением издержек и выгод с учетом множества дополнительных факторов, включая налоговый режим, риски и прочее. Несложный расчет, основанный только на ценах, издержках и ставках налогов, показывает, что по состоянию на середину 2007 г. экспорт сырой нефти приносил более высокий доход, нежели ее переработка внутри страны (табл. 3).
Таблица 3
Оценка эффективности экспорта сырой нефти и ее переработки в России по состоянию на середину 2007 г., дол./т
Рассчитано по данным журнала "Эксперт". 2004. № 38 (http://www.expert.ru), отчетов Минпромэнерго РФ (http://www.minprom.gov.ru), годового отчета НК "ЛУКОЙЛ" за 2006 г.(http://www.lukoil.ru) , электронной системы торговли нефтепродуктами "eOil.ru" (http://www.eoil.ru), торговой компании "RICCOM" (http://www.riccom.ru) и др.
В расчетах использованы:
оптовые цены на прямогонный бензин, авиационный керосин и мазут, а также розничные цены на автобензин Аи80 и Аи92
и дизельное топливо;
расходы на транспортировку нефти и нефтепродуктов, оцененные по действующим трубопроводным и железнодорожным тарифам;
средние показатели по нефтепереработке в целом, рассчитанные с учетом структуры выпуска продукции.
Прибыль от экспорта оценивается в 187 дол./т, а от переработки нефти (по "корзине" нефтепродуктов, выпускаемых российскими НПЗ) - в 171 дол./т. При этом эффективность производства моторных топлив существенно выше по сравне нию с экспортом, а общую прибыльность переработки "тянет" вниз производство мазута, прямогонного бензина и прочих нефтепродуктов. С 1 августа 2007 г. введены новые ставки экспортных пошлин на нефть в размере 224 дол./т, чтобы переработка нефти стала выгоднее, чем экспорт. Однако потенциальная эффективность переработки нефти внутри страны может стать реальной лишь при условии, что новый рост мировых цен на нефть не перекроет увеличение размера экс портной пошлины, а российский рынок сможет поглотить дополнительные объемы вырабатываемых нефтепродуктов.
Таким образом, текущая прибыльность нефтепереработки в России едва ли не в решающей степени зависит от весьма нестабильных факторов, в частности, от соотношения между мировыми ценами на нефть и размерами экспортной пошли ны. Это соотношение то и дело меняется в зависимости от колебания конъюнктуры зарубежных рынков, оказывая сти мулирующее либо обратное влияние на объемы переработки нефти. И если отмеченная нестабильность негативно отража ется на текущей деятельности, что же тогда говорить об инвестициях, нацеленных на решение задач долгосрочного развития? Такие задачи связаны не столько с увеличением объемов переработки нефти, сколько с радикальным изменением качественного состояния отрасли - технологическим обновлением, углублением переработки сырья и повышением качества продукции или с переходом к новым стандартам качества.
Инвестиции в российскую нефтепереработку сопряжены с широким спектром рисков, главный из которых - риск дальнейшего повышения цен на продукцию, что, мягко говоря, не приветствуется ни обществом, ни властями. А ведь инвестиции должны не только окупаться, но и приносить прибыль. Производство более качественной продукции, соответствую щей хотя бы стандартам "Евро3", требует более высоких издержек. При прочих равных условиях оба названных обстоятельства делают рост цен на нефтепродукты неизбежным. Нужно учесть, что цены на внутреннем рынке нефтепродуктов, где конкуренция почти отсутствует, складываются не в результате игры спроса и предложения, а формируются по принципу "издержки + налоги + прибыль". И если издержки объективно возрастают, то стабилизировать уровень цен можно только за счет сокращения налоговой составляющей или прибыли. Но уменьшение ожидаемой прибыли снижает привлекательность инвестиций, а сокращать налоги на реализацию нефтепродуктов государство не торопится. Вот и полу чается, что "верхи не могут" без ущерба для собственных интересов вкладывать значительные средства в модернизацию и развитие нефтепереработки. По разным источникам, необходимые объемы инвестиций в российскую нефтепереработку (в зависимости от масштабов и глубины модернизации) оцениваются от 10-15 до 25-30 млрд дол. Для сравнения: в 2006 г. общий объем инвестиций в отрасль составил 40,1 млрд руб., или примерно 1,5 млрд дол. (прирост по отношению к 2005 г. - почти 12%, а к 2004 г. - 1,5 раза[14]). При таком уровне инвестиционной активности реализация планов по развитию и реконструкции российской нефтепереработки может растянуться не на одно десятилетие. Если же учесть динамику роста потребности в нефтепродуктах и ее качественную трансформацию, то на подъем отрасли до уровня мировых стандартов отводится при мерно 7-8 лет, а первый этап реконструктивного периода дол жен завершиться не позднее 2010 г. Так, по прогнозам Минпромэнерго РФ, в 2005-2014 гг. потребность в моторных топливах возрастет более чем в 1,3 раза, а сразу после 2010 г. начнется резкое изменение структуры спроса в пользу высо кокачественных топлив стандарта "Евро4" и выше[15].
Чтобы воплотить в жизнь масштабные планы развития отрасли, ежегодные объемы инвестиций необходимо увеличить, по меньшей мере, в 2-3 раза. Но смогут ли российские нефтяные компании совершить подобный "большой скачок" - на этот счет трудно высказывать даже предположения.
Так ли глубок кризис?
Рискну высказать мнение, что, несмотря на сложность проблемы, до катастрофы в российской нефтепереработке дело пока не дошло. Кризисные явления развиваются и усиливаются, но еще не стали всеобщими. В запасе есть примерно 2-4 года для проведения минимально необходимой реконструкции большинства действующих НПЗ с целью углубления переработки нефти и увеличения производства моторных топ лив, а также для развертывания строительства ряда новых заводов. К тому же, по прогнозу Минпромэнерго, резкие изменения в структуре спроса на нефтепродукты ожидаются только после 2010 г.
В российской экономике немало отраслей, где положение гораздо тяжелее, чем в нефтепереработке. По крайней мере, в стране потребляется собственное топливо, а не импортное. Чего нельзя сказать, к примеру, об автомобилях или продуктах питания. Главная проблема нефтепереработки связана не с объемами производства, а с технологической отстало стьюотрасли. Даже в первичной переработке нефти по технологическому уровню мы отстаем от США и других стран, недобирая с каждой тонны перерабатываемого сырья до 3-5% от потенциального содержания светлых нефтепродуктов - бензина, керосина и дизельного топлива (92-93% против 96- 97% в США, странах Западной Европы и Японии) [16]. При годовых объемах переработки в 220 млн т мы теряем примерно 4-6 млн т светлых нефтепродуктов, которые уходят в мазут и топливный газ.
Еще хуже обстоит дело с процессами переработки мазута в светлые нефтепродукты. По уровню оснащенности вторичными процессами (в расчете на единицу мощностей по переработке сырой нефти) Россия занимает место в 7м десятке стран мира (табл. 4). В нефтепереработке для характеристики технического уровня производства применяется так называемый "индекс сложности Нельсона" (Nelson Complexity Index), учитывающий оснащенность заводов вторичными процессами и, соответственно, структуру и качество производи мой продукции. У российских нефтеперерабатывающих заводов значение этого индекса колеблется от 2,5 (Хабаровский НПЗ) до 6,1 ("Уфанефтехим"), а среднее значение по отрас ли, по данным компании "БрокерКредитСервис" [17], составляет 4,6. Замечу, что в США значение этого индекса на уровне 9,5 фиксировалось еще в середине 1990х годов[18]. У современных западных НПЗ значение индекса - более 10, например, у заводов компании BP в США и Западной Европе - 10,4[19].
Динамика мировых мощностей базовых процессов нефтепереработки, млн т в год*
* Составлено по данным "ЦНИИТЭНефтехима" (http://npnh.ru), журнала "НефтьГазПромышленность" (http://www.oilgasindustry.ru) и Информационного управления Министерства энергетики США (http://www.eia.doe.gov).
При этом самое "узкое место" российских НПЗ - недостаток мощностей каталитического крекинга и гидрокрекинга, сырьем для которых является мазут, а главной продукцией - высококачественные моторные топлива. Россия значительно отстает от США по развитию процессов переработки газообразных продуктов крекинга (алкилирования, изомеризации, полимеризации), с помощью которых производятся экологи чески чистые высокооктановые компоненты автобензина. Что касается основных процессов облагораживания нефтепродук тов - каталитического риформинга и, в особенности, гидроочистки, то здесь главная беда не столько нехватка мощностей, сколько несовершенство технологий, не позволяющее вы пускать продукцию по европейским стандартам качества. Указанный "дефект" зачастую может быть исправлен путем реконструкции действующих установок.
Технологическую отсталость отрасли во многом компенсирует столь же отсталая структура потребления нефтепродуктов. Изделия отечественного автопрома и тракторостроения морально устарели (по западным меркам), соответственно, в структуре потребления моторных топлив около 80% приходится на топливо стандарта "Евро1" и ниже. По данным Росстата, ежегодный прирост числа грузовых автомобилей в Рос сии в 2001-2005 гг. составил примерно 2-2,5% в год, а легковых - 4-5%. При этом только в 2005 г. в структуре продаж ав томобилей доля иномарок, для которых прежде всего необходи мо топливо стандарта "Евро3" и выше, перевалила за 50%[20].
К тому же повышение глубины переработки нефти сдерживается значительным потреблением мазута (примерно 35 млн т в год) в электроэнергетике, жилищно-коммунальном хозяйстве и на топливные нужды промышленности - если не по отрасли в целом, то, по крайней мере, на некоторых заводах. Например, с этой проблемой столкнулась компания "Альянс", которая проводит модернизацию принадлежащего ей Хабаровского НПЗ. По просьбе краевой администрации пришлось отказаться от планов довести глубину переработки нефти на заводе до 95% (ограничились 77%), поскольку производимый мазут используется для котельных и других коммунальных нужд, а иных равнозначных источников снабжения котельным топливом в Хабаровском крае нет[21]1. Иными слова ми, пока на внутреннем рынке существует устойчивый спрос на мазут, его будут производить. Возможно, по стратегичес ким соображениям (пока этого требует российская энергети ка) государство просто не позволит нефтяникам пол ностью отказаться от выпуска мазута.
Другая "страшилка", которой часто пользуются эксперты, рыночные аналитики и представители правительства, - это высокий физический износ основных производственных фондов отрасли. Обычно называется цифра в 80% и при этом делается акцент на том, что в России нет новых НПЗ, а почти все действующие заводы построены 30, 50 и более лет на зад. Довод, мягко говоря, неубедительный: в США, к примеру, новые НПЗ тоже давно не строятся, а возраст некоторых американских заводов перевалил за 100 лет.
Опасность, связанную с изношенностью производственных фондов, не стоит утрировать: любой НПЗ за свою жизнь переживает множество модернизаций, в ходе которых изношенные установки реконструируются либо заменяются и добавляются новые технологические процессы.
Возьмем для примера хотя бы Омский НПЗ. Его первые установки введены в эксплуатацию в середине 1950х годов и сейчас не эксплуатируются. Полная номинальная мощность завода в середине 80х с учетом всех построенных установок составляла почти 30 млн т в год, а сегодня она равна лишь 19,5 млн т в год. Последняя крупная реконструкция на Омском НПЗ проводилась на рубеже 1980х - 90х годов, ее результат - едва ли не самый мощный в стране комплекс по переработке мазута (КТ1, производительностью 3 млн т в год).
Собственно говоря, на таких крупных заводах, как Омский, имеющих в своем составе десятки технологических установок, процесс реконструкции и модернизации носит непрерывный характер. Так, в 2001 г. на Омском НПЗ введена в эксплуатацию новая установка алкилирования (для производства автобензина Аи98), в 2005 г. завершилась реконструкция установки каталитического риформинга производительностью 1 млн т в год с переходом на новую современную технологию, а в 2006 г. частично реконструирован комплекс по производству ароматических углеводородов. В предстоящие 5 лет на заводе планируется ввести в строй установки изомеризации и гидроочистки дизельного топлива, полностью реконструировать комплексы первичной переработки нефти и ката литического крекинга.
Пример Омского НПЗ не единичен. Поэтому все цифры, которые свидетельствуют об изношенности производственных фондов в отечественной нефтепереработке, а тем более возрастные характеристики заводов весьма относительны и не несут достоверной информации о состоянии отрасли.
Гораздо опаснее, что модернизируют отрасль на основе за рубежных технологий. Так было при обновлении производства на Омском НПЗ, при строительстве Нижнекамского НПЗ и реконструкциях заводов в Ярославле, Киришах, Хабаровске, Самаре, Рязани и других. Не только крупнейшие зарубежные инжиниринговые компании (Foster Wheeler, UOP, Stone and Webster, ABB Lummus, Technip и др.), но и более мелкие фирмы занимают доминирующие позиции на российском рынке (в разработке технологий и проектировании НПЗ). Отечественным нефтяным институтам и проектным организациям в лучшем случае отводится роль субподрядчиков для выполнения отдельных видов работ.
Усиление технологической зависимости от Запада проявляется и в применении импортных катализаторов: их доля для процесса гидроочистки на российских НПЗ составляет 25%, риформинга - 60, каталитического крекинга - 80, для изомеризации и гидрокрекинга - 100%. Более 200 видов присадок к топливам и маслам поставляются в Россию зарубежными фирмами. В то же время вполне конкурентоспособные отече ственные катализаторы и присадки для целого ряда техноло гий нефтепереработки не находят достойного применения[22].
Отмеченная тенденция опасна в стратегическом плане (до статочно вспомнить, как в 1980х годах после принятия Конг рессом США поправки Джексона-Веника было фактически заморожено строительство Тобольского нефтехимического комбината и приостановилась реализация ряда других проек тов в отрасли - она консервирует крайне неблагоприятную ситуацию в области научноисследовательских, опытно конструкторских и проектных разработок. Ведь именно эта сфера деятельности в нефтепереработке (а не сфера производства) в 90х годах фактически оказалась разваленной. Погибли целые институты - "Грозгипронефтехим" и "Гипрогрознефть", гордость советской "нефтянки". За рубежами страны оказались не менее заслуженные и авторитетные институты Баку.
Организации, что сумели сохраниться и выжить (например, московский проектный институт "ВНИПИНефть" со своими филиалами, "Ленгипронефтехим" в Санкт-Петербурге и др.), сейчас либо работают на субподряде у зарубежных проектировщиков, либо влились в состав российских интегрированных не фтяных компаний и занимаются их обслуживанием, либо решают относительно небольшие задачи (реконструкция отдельных узлов, агрегатов и вспомогательных объектов на действующих заводах, проектирование и строительство миниНПЗ и т. п.).
Слабость собственной проектно-конструкторской базы и рост влияния иностранных конкурентов сдерживают внедрение в производство новых, почти революционных технологий нефтепереработки, созданных российскими учеными. В качестве примера можно назвать процессы облагораживания нефтепродуктов "Цеоформинг" и БИМТ, разработанные в Институте катализа СО РАН на рубеже веков. Эти процессы хорошо себя зарекомендовали в лабораторных и опытно промышленных условиях (и даже на промышленных установках небольшой мощности), но до сих пор не могут пробить себе дорогу на российские нефтеперерабатывающие заводы. Промышленное внедрение новых технологий всегда связано с определенным риском, который подчас не в полной мере учитывается разработчиками, но в данном случае ситуация усугубляется причинами, названными выше.
И все же не везде и не все у нас плохо. Да, в технологи ческой сфере есть откровенные провалы. Например, единственную спроектированную еще в 1980х годах установку глубокого гидрокрекинга так и не удалось запустить в эксплуатацию в проектном режиме. Но есть и вполне успешные области, например, технологии производства масел и, что особенно важно сейчас, технологии каталитического крекинга. Отечественная разработка 80х годов, реализованная в установке Г 43/107 производительностью 2 млн т в год (входит и в со став комплекса по глубокой переработке мазута КТ1) [23]3, является прямым аналогом зарубежного процесса, известного под названием "каталитический крекинг - флюид" (FCC), и вполне способна составить ему конкуренцию[24] . "Возраст" технологии в данном случае не имеет значения, поскольку возможности ее совершенствования далеко не исчерпаны, да и принципиальных альтернатив не просматривается. Кстати, за рубежом каталитический крекинг - флюид (наиболее распространенная в мире технология глубокой переработки нефти) появился в начале 1940х годов и с тех пор лишь модифицировался и усовершенствовался.
Несмотря на всю сложность ситуации, российская нефтепереработка, включая сферу научно-исследовательских, опытноконструкторских и проектных работ, располагает еще значительными резервами, позволяющими избежать серьезного топливного кризиса в стране. Нужно активизировать использование этих резервов, но что еще более важно, не совершать действий, которые могут спровоцировать наступление кризиса.
И одним из таких действий может стать ускоренный и не обоснованный с экономической (да и с природоохранной) точки зрения переход к новым стандартам качества на продукцию нефтепереработки по типу "Евро3", который по инициативе Минпромэнерго намечается уже с 1 января 2009 г[25].
Для нефтепереработки главный "минус" данного шага со стоит в том, что придется рассредоточивать финансовые ре сурсы на инвестирование одновременно по двум направлениям - и на углубление переработки, и на повышение качества продукции.
Нужен ли переход на "Евро-3"?
Итак, в предыдущем номере мы отмечали, что, несмотря на сложность ситуации, российская нефтепереработка обладает значительными резервами, важно не совершать действий, которые могут спровоцировать кризис. И одним из таких действий может стать ускоренный переход к новым стандартам качества на продукцию нефтепереработки "Евро-3", намеченный уже с 1 января 2009 г.
Рассмотрим экономические и природоохранные последствия этого шага.
На примере дизельного топлива (а переход на "Евро-3" в первую очередь коснется содержания в нем серы) можно подсчитать, каков будет природоохранный эффект от новых стандартов. Действующим ГОСТом допускается содержание серы в топливе не более 0,2%, следовательно, при нынешнем объеме потребления 29 млн т в год выбросы двуокиси серы в атмосферу составляют до 116 тыс. т. При стандарте "Евро-3" (максимальное содержание серы в топливе - 0,035%) объемы выбросов сокращаются до 20 тыс. т, т. е. почти на 100 тыс. т. Много это или мало? С учетом общего уровня загрязнения атмосферы сернистыми соединениями это - капля в море. По данным Росстата, в 2005 г. выбросы в атмосферу диоксида серы от стационарных источников - а ими в основном являются предприятия цветной металлургии, электростанции и котельные, составили 4,7 млн т. Иными словами, речь идет о сокращении выбросов всего лишь на 2%. Но при этом придется затратить несколько миллиардов долларов на реконструкцию действующих и строительство новых установок гидроочистки и гидрокрекинга.
Намереваясь вводить новые стандарты качества нефтепродуктов, нельзя забывать, что Россия - это не Западная Европа и не США. Объемы вредных выбросов в атмосферу зависят от общей антропогенной нагрузки на окружающую среду, которая в России (учитывая площадь территории и плотность населения) в разы, если не на порядок ниже, чем в Европе. Так, суммарные объемы выбросов диоксида серы в странах Европы в 2004 г. составили более 14,2 млн т, из них на долю европейской части России приходилось 1,9 млн т, или 12,2%. Для сравнения: "вклад" Турции в общий объем загрязнения "европейской атмосферы" составил 1,8 млн т, Испании - 1,4, Польши - 1,3, Украины - 1,1, а Болгарии - 0,9 млн т[26]. Гораздо большая актуальность использования низкосернистого моторного топлива для Европы по сравнению с Россией объясняется хотя бы 3-кратной разницей в объемах потребления (рис. 3).
Рис. 3. Объемы потребления дизельного топлива в России, США и Западной Европе (млн т) и сравнение экологического эффекта от использования низкосернистого топлива
Ужесточение требований к экологической безопасности топлива в России сейчас актуально, пожалуй, для 5-6 крупнейших мегаполисов, да и то в весьма относительной степени, ибо в борьбе за чистоту воздуха нужно учитывать не только объемы собственных выбросов, но и трансграничное загрязнение. По данным Научно-исследовательского института им. Кржижановского (ЭНИН), в нашу страну поступает в 8 раз больше серы и в 7,3 раза больше оксидов азота, чем выносится воздушными потоками с ее территории в другие государства. Особенно заметные объемы серы переносятся на европейскую часть России[27] с Германии, Польши, Чехии и Словакии. Таким образом, "импорт" атмосферных загрязнений может запросто перечеркнуть надежды на улучшение экологической ситуации, связанные с переходом на более чистое топливо внутри страны.
Рассуждая о том, как поднять Россию, наши политики и государственные деятели нередко апеллируют к опыту Китая, страны с высокими темпами роста экономики. Нефтепереработка в Китае идет вперед "семимильными шагами": с 1981 г. по 2005 г. объемы производства нефтепродуктов возросли почти в 4 раза. В 1999-2000 гг. по объемам переработки нефти Китай обошел Россию и Японию и сейчас занимает второе место в мире после США при уровне использования мощностей свыше 95%. Но даже не это главное. Рост объемов производства в китайской нефтеперерабатывающей промышленности происходит одновременно с повышением глубины переработки сырья, которая к настоящему времени достигла почти 93% (против 72% - в России).
На сегодняшний день отношение мощностей конверсионных процессов (крекинг, риформинг, алкилирование и т. п.) к мощностям первичной переработки составляет в Китае 0,48 - это один из лучших показателей в мире (в России - примерно 0,27). При этом Китай не стал "гнаться сразу за двумя зайцами" и форсировать создание мощностей по очистке нефтепродуктов от серы, содержание которой в дизельном топливе допускается на уровне до 0,5%. И только после 2010 г. планируется перейти к более жесткому стандарту, примерно соответствующему нынешнему российскому ГОСТу. Основное же внимание в борьбе за чистоту воздуха в Китае уделяется не автотранспорту, а электроэнергетике и другим отраслям, на долю которых (так же как и в России) приходится подавляющая часть выбросов диоксида серы в атмосферу[28].
По-видимому, нам следует учесть китайский опыт - определить четкие приоритеты в развитии нефтепереработки, правильно оценить вероятные угрозы, разнести во времени решение главных и второстепенных задач. И тогда появится реальный шанс избежать топливного кризиса в стране при минимуме издержек на модернизацию нефтеперерабатывающей промышленности.
Государство и революция
Задача государства состоит в том, чтобы соблюдать баланс в интересах различных групп (в частности, производителей и потребителей) и не допускать перерастания конфликтов в деструктивные формы, выступая в роли третейского судьи. В рассматриваемой же "революционной ситуации" российское государство оказывается то по одну, то по другую сторону баррикад, а чаще всего разыгрывает собственную партию, руководствуясь своими интересами, иногда идущими вразрез с общественными.
С одной стороны, федеральное правительство и региональные органы власти постоянно оказывают давление на нефтяные и трейдерские компании, стремясь предотвратить или сдержать рост цен на нефтепродукты. Вызовы "на ковер" руководителей компаний, убеждения, призывы увеличивать объемы и глубину переработки, санкции со стороны антимонопольного ведомства, обещания принять жесткие меры экономического характера - вот основные инструменты государственной защиты интересов потребителей нефтепродуктов. Плюс к этому предложения поднять экспортную пошлину на сырую нефть и тем самым простимулировать нефтяные компании к развитию переработки внутри страны.
А с другой стороны, монопольная и антиконкурентная среда в нефтегазовом секторе сложилась при прямом попустительстве государства, которое не смогло (или не захотело?) предотвратить сверхконцентрацию активов в руках нескольких компаний и фактическое разрушение независимого сегмента. Отсутствие конкуренции как раз и является главным фактором, не позволяющим организовывать рациональное с позиций общества использование ресурсов нефти, включая ее переработку. Примечательно, что и государственные компании ("Роснефть" и "Газпром") ведут себя на рынке так же, как и частные монополисты. Всему этому государство пытается найти оправдание. Достаточно вспомнить высказывание первого вице-премьера Д. А. Медведева: "… газовая и нефтяная сферы… в условиях России могут эксплуатироваться только крупным бизнесом. Частный бизнес пока не готов это взять в свои руки - он не может такое количество ресурсов сконцентрировать"[29].
Непонятно, о чем идет речь: об управлении, т. е. регулировании, что является прерогативой государства, или об инвестировании, чем должен заниматься прежде всего частный бизнес? И в чем состоит смысл противопоставления "крупного" бизнеса "частному" - разве бизнес частной компании "ЛУКОЙЛ" намного мельче бизнеса государственной "Роснефти"? Или под "частным бизнесом" имеются в виду малые и средние компании, без мощной прослойки которых невозможна реальная конкуренция в нефтегазовом секторе?
Уже стал притчей во языцех ярко выраженный фискальный характер налоговой политики государства в отношении нефтегазового сектора. Розничная цена на автобензин в России примерно на 60% состоит из налогов, а почти 45% в структуре цены приходится на косвенные налоги - НДПИ, акцизы, НДС, плательщиками которых становятся конечные потребители - особенно при действующем в России затратном ценообразовании на нефтепродукты. Причем нефтяную ренту государству платят не только автовладельцы, а все жители, поскольку высокие цены на топливо включаются в издержки производства и сбыта всех секторов экономики, оказывая тем самым инфляционное давление. И очень трудно судить о том, насколько эффективно работает система перераспределения доходов через государственный бюджет. Компенсируются ли прямые и косвенные потребительские потери, связанные с ценами на топливо, за счет бюджетных выплат и субсидий, а также расходов на социальные нужды или нет?
Конечно, было бы наивным и недальновидным вообще отказаться от налогов (в том числе рентных) в нефтегазовом секторе, но и слепо копировать европейскую модель налогообложения, нацеленную прежде всего на стимулирование энергосбережения, тоже не следует. В России почему-то не принимается во внимание тот факт, что практически во всех крупных нефтеэкспортирующих странах ценообразование на внутреннем топливном рынке рассматривается в качестве одного из инструментов социальной политики. Поддержание цен на низком уровне (ниже мировых цен на сырую нефть) выступает одной из предпосылок роста реального благосостояния граждан.
Даже в США уровень налогообложения нефтепродуктов ниже, чем в современной России: общая доля налогов в розничной цене автобензина составляет 19%, причем по сравнению с 2004 г. она снизилась на 4 процентных пункта[30]. То есть в мировой практике существуют модели налогообложения нефтепродуктов, отличные от российской или европейской, учитывающие - помимо государственных фискальных интересов - широкий спектр факторов и подчиненные решению различных задач, включая социальные и стимулирование экономического роста.
Таким образом, невнятная и непродуманная политика государства стала одной из основных причин возникновения предкризисной ситуации в российской нефтепереработке. Причем речь идет не только о прошлой, но и о сегодняшней политике, что усиливает угрозу кризиса и не позволяет найти адекватные подходы к решению проблемы. Изучение документов (включая Энергетическую стратегию России на период до 2020 г.), докладов и выступлений правительственных чиновников и государственных деятелей различного ранга невольно подводит к мысли, что государство, понимая сложность ситуации, просто не знает, что предпринять, дабы избежать кризиса и выйти на нормальную траекторию развития.
В стране нет программы или концепции развития нефтепереработки с четко сформулированными целями и задачами, правильно расставленными приоритетами и обозначенными мерами, которые необходимо предпринять в краткосрочной, средне- и долгосрочной перспективе. Складывается впечатление, что все правительственные наметки и прогнозы, по сути дела, представляют собой простую сумму проектов и планов, озвученных нефтяными компаниями, а не четкую стратегию. Но у каждой компании есть свои интересы, и вовсе не факт, что их сложение будет способствовать максимизации общественных выгод.
Если вернуться к проблеме перехода на евростандарты по качеству топлива, то данная идея активно поддерживается компанией "ЛУКОЙЛ". И это неудивительно, поскольку "ЛУКОЙЛ" в модернизации своих заводов (как раз в части процессов облагораживания продукции) заметно впереди остальных российских компаний, и переход к новым стандартам дает ей определенные конкурентные преимущества. Но разве в этом заключается выгода государства и страны в целом? Или она состоит в том, чтобы красиво выглядеть в глазах европейского сообщества, неукоснительно следуя положениям Киотского протокола и Женевской конвенции о трансграничном загрязнении воздуха? Ведь каких-либо осязаемых экономических и экологических выгод срочный переход на топливные евростандарты не сулит. К тому же к настоящему времени Россия и так почти вдвое перевыполнила "план" по сокращению выбросов двуокиси серы, предусмотренный Протоколом 1994 г. к Женевской конвенции[31]. Поэтому провозглашение задачи "повышения качества моторных топлив в соответствии с изменением транспортного парка" как главного приоритета Энергетической стратегии в вопросах развитии нефтепереработки выглядит слабо обоснованным.
Оптимальным выходом для России было бы внедрение двойного стандарта качества, допускающего производство топлива по действующему ГОСТу и на уровне "Евро-3". При этом ставки акциза на евротопливо нужно снизить настолько, чтобы при равных с ГОСТовским топливом ценах компании-производители могли получать более высокую прибыль. И лишь по мере созревания устойчивых предпосылок со стороны спроса имеет смысл переходить к безальтернативным более жестким стандартам на топливо.
Впрочем, если бы в России существовал конкурентный рынок нефтепродуктов, на котором спрос действительно определял предложение, вообще не было бы необходимости форсировать меры технического регулирования, а задачу повышения качества нефтепродуктов можно было решать эволюционным путем.
Нет у государства и четких представлений относительно того, как решать проблему углубления переработки нефти. Правительством намечена лишь общая цель - довести глубину переработки к 2014 г. до 80% и к 2020 г. - до 85% с использованием всех известных вторичных процессов, таких как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, а экономические и технологические приоритеты отсутствуют. Между тем гидрокрекинг, хотя это наиболее современный (и едва ли не самый капиталоемкий) процесс глубокой переработки нефти, для России сейчас совершенно не актуален. Основная угроза для внутреннего рынка связана с автобензином, а продукция гидрокрекинга - это дизельное топливо, которого мы производим в два с лишним раза больше, чем потребляем, и в полтора раза больше, чем будем (по прогнозу) потреблять в 2014 г.
Для отечественной нефтепереработки в настоящее время, как никогда, актуален процесс каталитического крекинга, позволяющий при переработке мазута получать высокооктановый бензин с выходом до 60% и выше в расчете на единицу сырья. Причем бензин каталитического крекинга соответствует весьма жестким экологическим требованиям (как минимум "Евро-3"), так как характеризуется низким содержанием нежелательных примесей. Еще один "плюс" каталитического крекинга состоит в том, что промышленная реализация данной технологии возможна на базе конкурентоспособных отечественных, а не импортных научно-технических и проектных разработок.
Чтобы избежать бензинового кризиса и одновременно увеличить производство экологически чистого топлива, в российской нефтепереработке необходимо в ближайшие 3-4 года нарастить годовые мощности каталитического крекинга на 10-12 млн т (путем реконструкции действующих и строительства новых установок). Однако планы нефтяных компаний по развитию каталитического крекинга несколько скромнее - ожидаемый прирост годовой мощности по известным крупным проектам в Самаре, Кстово, Киришах и Салавате можно оценить в 8-9 млн т. Из шести проектов, намеченных к реализации на 2002-2010 гг., к настоящему времени завершен только один (мощностью 880 тыс. т/год на Нижнекамском НПЗ)[32]. При этом российские компании успели построить два новых комплекса гидрокрекинга (в Перми и Ярославле) производительностью 5,5 млн т/год и завершают строительство третьего (в Киришах). Экспортная направленность данных проектов, общая стоимость которых составляет несколько миллиардов долларов, очевидна.
В основном с экспортным "уклоном" решаются и вопросы строительства в России новых НПЗ. Наши ведущие нефтяные компании то и дело выступают с громкими декларациями о намерениях построить новый крупный завод, но непременно где-нибудь на "конце трубы", поближе к морским экспортным терминалам. Что же касается нового строительства во внутренних регионах страны, то планы компаний выглядят уже гораздо скромнее. Реализуется только один проект строительства (а фактически кардинальной реконструкции со значительным наращиванием мощностей) Нижнекамского НПЗ, да еще "ЛУКОЙЛ" изучает возможность строительства НПЗ в Тверской области[33]. Поэтому целевая установка Энергетической стратегии относительно сооружения новых высокоэффективных НПЗ средней мощности в районах с большими объемами потребления нефтепродуктов остается не более чем пожеланием со стороны государства.
Впрочем, все планы нефтяных компаний остаются словами, и ни одна из них до сих пор не приступила к строительству ни одного нового завода - неважно, экспортного или ориентированного на внутренний рынок.
Слабость государственного регулирования и отсутствие четких ориентиров являются причиной того, что нефтяные компании планируют и осуществляют свои действия по развитию нефтепереработки, руководствуясь исключительно собственными интересами. А эти интересы связаны прежде всего с наращиванием экспортных поставок. Отсюда создается видимость эффективности государственного участия в развитии отрасли и в реализации приоритетов Энергетической стратегии. Реконструкция действующих заводов с применением любых современных (как правило, импортных) технологий переработки нефти - каталитического и гидрокрекинга, гидроочистки и прочих - "автоматически" позволяет перейти к выпуску продукции класса "Евро-4" и выше. Тем самым увеличиваются ресурсы пригодной для экспорта продукции и, соответственно, усиливается угроза для внутреннего рынка. А государство в любом случае получает свои доходы в форме акцизов и экспортных пошлин на нефть или нефтепродукты.
Но самое слабое звено в системе государственного регулирования связано с отсутствием вразумительных представлений по поводу формирования основополагающих институциональных условий развития нефтегазового сектора в целом и нефтепереработки - в частности. Монополизм, доминирование крупных корпораций, дискриминация независимых (особенно малых и средних) компаний, подавление конкуренции уже стали нормой в российском нефтегазовом секторе. Именно это является главной угрозой для рационального использования нефтегазовых ресурсов и надежного - при разумном уровне издержек и цен - обеспечения внутреннего рынка нефтепродуктами и другими видами топлива.
Что собирается предпринять государство для преодоления сложившихся крайне негативных тенденций? Ответа нет. Пока только Федеральная антимонопольная служба (ФАС) пытается хоть как-то воздействовать на ситуацию в рамках своей компетенции. Но фактически антимонопольное ведомство борется не с причинами "болезни" монополизма, а с ее симптомами, поэтому противодействие российским монополиям со стороны ФАС по своей эффективности напоминает битву Дон Кихота против ветряных мельниц.
В поле зрения ФАС находится главным образом замыкающее звено нефтяной цепочки (рынок нефтепродуктов), а на формирование организационной структуры нефтегазового сектора в целом антимонопольная служба не может оказать сколько-нибудь заметного влияния, особенно когда в игру вступают такие гиганты, как "Газпром" или "Роснефть". К примеру, газовый монополист весной 2007 г. приобрел компанию "Салаватнефтеоргсинтез" (мощность по переработке нефти около 12 млн т/год), вообще не уведомив ФАС об этой сделке[34], а "Роснефть" заблаговременно получила "индульгенцию" на приобретение всех интересующих ее активов обанкротившегося ЮКОСа, включающих, в частности, пять нефтеперерабатывающих заводов. Попытки выстроить конкурентный рынок конечной продукции в условиях, когда нефтедобыча и нефтепереработка полностью контролируются крупнейшими интегрированными компаниями, выглядят просто иллюзорными.
Грозящая катастрофа и как с ней бороться
Существует множество "рецептов" относительно путей выхода из той сложной ситуации, в которой оказалась российская нефтепереработка. Столь большое внимание к проблеме легко объяснимо, поскольку состояние рынка нефтепродуктов и сферы их производства затрагивает чрезвычайно широкий спектр интересов. Эти интересы во многом противоречивы, что вызывает известную противоречивость рекомендуемых мер. Например, кто-то предлагает снизить ставки экспортных пошлин на нефтепродукты, чтобы стимулировать развитие нефтепереработки и экспорт готовой продукции, а не сырой нефти; кто-то, наоборот, предлагает их повысить до запретительного уровня, чтобы "не оголять" внутренний рынок.
К числу наиболее часто выдвигаемых мер можно отнести:
* сокращение (вплоть до обнуления) ставок акциза на нефтепродукты;
* усиление государственного контроля за деятельностью интегрированных нефтяных компаний и нефтетрейдеров;
* отмену пошлин на импорт оборудования для нефтеперерабатывающей промышленности;
* введение в той или иной форме льгот по налогу на прибыль, инвестируемую в строительство и реконструкцию НПЗ, и льгот по НДС при импорте оборудования;
* государственную поддержку отечественных научно-проектных организаций и инжиниринговых компаний;
* создание биржи нефти и нефтепродуктов.
Причем на все эти меры административно-фискального характера возлагаются большие надежды в плане стимулирования развития нефтепереработки, совершенствования технологической базы отрасли и поддержания благоприятной для потребителей динамики цен на внутреннем рынке нефтепродуктов. Авторов и сторонников тех или иных рекомендаций трудно упрекнуть в необоснованности или неактуальности предлагаемых решений. Смущает только то, что эти рекомендации, как правило, не затрагивают основ функционирования нефтегазового сектора. По умолчанию как бы предполагается, что у нас в стране уже есть более или менее сложившийся рынок нефти и нефтепродуктов и что нефтегазовый сектор функционирует на основе рыночных принципов - нужно только скорректировать направления его развития и "расшить" имеющиеся "узкие места".
В действительности же в российском нефтегазовом секторе рыночные механизмы, и прежде всего конкуренция, не работают из-за высокой монополизации всех основных сфер деятельности, включая добычу, переработку и систему нефтепродуктообеспечения. Поэтому эффективность "поправочных" мер, не затрагивающих принципиальные основы функционирования сектора, вызывает большие сомнения. Например, что реально может дать организация биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами, если на свободный рынок поступает всего несколько процентов производимой продукции, а подавляющая часть товарных потоков реализуется в рамках интегрированных компаний на трансфертной основе? Да и зарубежный опыт показывает, что в современных условиях товарная биржа является не столько местом, где что-то продают и покупают, сколько индикатором рыночной конъюнктуры.
Прежде всего необходимо реально, а не на словах, определиться, в каком положении мы находимся и в каком направлении надо двигаться - к созданию полноценного конкурентного рынка или же к регулируемой монополии, поскольку современный российский рынок нефти и нефтепродуктов слишком монополизирован, чтобы быть конкурентным, и слишком слабо контролируется государством, чтобы считаться регулируемым. И уже в зависимости от решения названной дилеммы разрабатывать конкретные решения.
Если мы твердо убеждены в том, что хотим построить конкурентный рынок, тогда в первую очередь следует подготовить и осуществить комплекс мер по демонополизации нефтегазового сектора и усилению конкуренции (в том числе путем изменения действующего законодательства и других элементов нормативно-правовой базы). Что для этого нужно сделать в безотлагательном порядке?
1. Ввести жесткие ограничения на слияния и поглощения с тем, чтобы обезопасить угасающий независимый сегмент нефтегазового сектора от полного уничтожения и предотвратить возможность создания мегакорпораций из существующих интегрированных компаний.
2. Окончательно приватизировать (возможно - реприватизировать с предварительным переводом в федеральную собственность) крупные добывающие и перерабатывающие компании, подконтрольные региональным властным элитам Башкортостана и Татарстана, с превращением их в действительно независимых и прозрачных "игроков" на рынке.
3. Установить для независимых (в особенности - малых и средних) компаний упрощенный порядок доступа и подключения к объектам и коммуникациям, находящимся в собственности естественных монополий - "Транснефти", "Транснефтепродукта", "Газпрома" и т. д. При этом должны соблюдаться объективно необходимые технические регламенты, а финансирование работ (полностью или частично) и организационно-техническую помощь возьмет на себя государство.
4. Обеспечить независимым компаниям беспрепятственный доступ к объектам нефтегазовой и общехозяйственной инфраструктуры на основе правил и принципов регулирования естественных монополий. Нужно приравнять к таковым (наряду с магистральными нефте- и нефтепродуктопроводами), независимо от принадлежности, любые инфраструктурные активы, ограничение доступа к которым позволяет владельцам воздействовать на объемы производства и результаты хозяйственной деятельности "третьих лиц".
5. Отказаться от предоставления каких-либо формальных и тем более неформальных преференций крупным корпорациям, подконтрольным государству, т. е. "Роснефти" и "Газпрому" - с тем, чтобы статус "государственных" не давал им конкурентных преимуществ перед другими компаниями.
6. Пойти на частичное разукрупнение наиболее мощных корпораций, начиная с "Роснефти" и "Газпрома", путем выкупа активов (возможно - за счет средств Стабилизационного фонда) и сформировать на их базе новые независимые компании.
7. Создать своего рода "инкубаторы" независимых добывающих компаний на базе освоения мелких и средних месторождений, находящихся в сравнительно обустроенных районах (прежде всего в Западной Сибири). Для этого можно организовать целевые конкурсы и аукционы по уже разведанным месторождениям и участкам из нераспределенного фонда недр, а также неразрабатываемым лицензионным объектам (с предварительным отзывом лицензий у нынешних владельцев).
8. Реализовать программу привлечения инвестиций из источников, независимых от интегрированных нефтяных компаний, в строительство нескольких новых НПЗ средней мощности (от 1-2 до 5-6 млн т в год) в ряде регионов страны, рынки которых наиболее уязвимы при сложившемся размещении мощностей нефтепереработки. Это Свердловская, Тюменская, Новосибирская, Амурская, Архангельская, Мурманская и Калининградская области, а также Ханты-Мансийский автономный округ. Выполнение такой программы позволит значительно рационализировать размещение нефтепереработки и схему распределения нефтепродуктов, сократить средние издержки на транспортировку нефти и нефтепродуктов, усилить экспортный потенциал крупных поволжских НПЗ (за счет сокращения поставок нефтепродуктов в восточные регионы страны).
9. Создать холдинг (первоначально под контролем государства) в составе ведущих научно-исследовательских и проектных институтов нефтеперерабатывающей промышленности (ВНИИНП, ВНИПИнефть, исследовательские структуры "ЮКОСа" и др.) и производителей оборудования с тем, чтобы консолидировать усилия по разработке, совершенствованию и внедрению конкурентоспособных отечественных технологий - благо, что немалые потенциальные возможности для этого есть. Задача заключается в том, чтобы выполнять все работы "под ключ", ибо только это позволит российским проектировщикам реально конкурировать с западными инжиниринговыми компаниями.
10. При государственной финансовой поддержке сформировать специализированные венчурные фонды для внедрения в производство принципиально новых каталитических технологий, разработкой которых занимаются российские научно-исследовательские организации, в том числе институты РАН. Это позволит повысить конкурентоспособность заводов малой и средней мощности, на которых применение традиционных технологий глубокой переработки нефти в силу фактора масштабов производства может оказаться заведомо неэффективным.
Названные выше меры охватывают далеко не весь спектр необходимых действий, а лишь указывают на ключевые, критически важные направления реформы в нефтегазовом секторе, включая нефтеперерабатывающую промышленность. Для их реализации отчасти можно использовать экономические механизмы (например, выкуп активов у нефтяных компаний), а где-то придется использовать "административный ресурс". Если государство применяет его во благо "Газпрома" или "Роснефти", то почему бы не сделать то же самое на начальной фазе построения конкурентного рынка? На фоне достаточно радикальных институциональных и структурных преобразований уже всерьез можно говорить об эффективных мерах фискального (включая протекционистские) и технического регулирования, направленных на стимулирование развития нефтепереработки, повышение качества продукции и поддержание равновесия на внутреннем рынке нефтепродуктов.
Учитывая сложность современной ситуации, а также масштабность и специфику задач по регулированию нефтегазового сектора, включая нефтепереработку, следует со всей серьезностью отнестись к предложениям Союза нефтепромышленников России по восстановлению в структуре правительства РФ Министерства топлива и энергетики, которое было упразднено в ходе реформы федеральных органов исполнительной власти[35].
Меры регулирования должны опираться на четкие представления о возможных объемах и структуре производства и потребления топлива, причем не только сегодня или завтра, но и в отдаленной перспективе. Для этого в рамках профильного федерального министерства необходимо создать систему разработки сквозных индикативных балансов нефти и нефтепродуктов - долгосрочных, среднесрочных, текущих и оперативных, - которые давали бы достаточно обоснованную информацию для принятия широкого спектра регулирующих мер. На основе таких балансов могут формироваться, в частности, продуктовые, технологические и региональные приоритеты в развитии нефтепереработки, реализация которых нуждается в определенном стимулировании со стороны государства. Одна из главных задач балансировки - определение разумных пропорций между поставками продукции на внутренний рынок и на экспорт.
И наконец, одним из важнейших практических аспектов построения конкурентного рынка и формирования рыночного менталитета у производителей и потребителей является создание мощных общедоступных систем информационной поддержки на базе современных IT-технологий. За рубежом существует немало примеров подобного рода. Так, в США и в Канаде действует интернет-система, позволяющая любому человеку в считанные минуты узнать цены на бензин или дизельное топливо на любой АЗС в обеих странах. Министерство энергетики США в режиме открытого доступа - опять-таки через Интернет - дает огромные массивы хорошо структурированной информации, не только представляющей интерес для специалистов в области энергетики, но и полезной для потребителей (на официальном министерском сайте существуют популярные разделы для потребителей и даже для студентов и школьников)[36]. Это действительно "море" информации по сравнению с теми тоненькими "ручейками", которые обнаруживаются на официальных серверах российских органов власти.
К сожалению, развитие российского нефтегазового сектора идет в прямо противоположном направлении. Так, в начале 2007 г. у государства был отличный шанс заметно укрепить конкурентный сегмент в нефтегазовом секторе путем создания независимых компаний на базе основных добывающих и перерабатывающих активов "ЮКОСа", которые подлежали продаже за долги холдинга, а не "сливать" их все в "Роснефть". В конце концов, главным кредитором компании-банкрота было государство, и приобретение "Роснефтью" выставленных на аукционы активов - это перекладывание денег из одного государственного кармана в другой.
Но этого не произошло, и "Роснефть" превратилась в крупнейшую интегрированную нефтяную компанию России, по всем параметрам обогнавшую "ЛУКОЙЛ". Иными словами, вместо того чтобы предпринять меры для усиления конкуренции, была создана мегакорпорация, способная контролировать ситуацию в нефтяном секторе.
Сегодня надежды на создание в России конкурентного рынка нефти и нефтепродуктов кажутся почти эфемерными, хотя еще 8-10 лет назад любой иной путь казался просто невозможным. Однако при проведении реформ в нефтегазовом секторе не удалось сформировать требуемую организационно-институциональную структуру, в результате чего мы получили монополизированный рынок, на котором "заправляют" несколько крупнейших компаний, прекрасно умеющих координировать свои действия даже без явных сговоров и картельных соглашений. Современные условия таковы, что более реальным становится усиление государственного контроля и вмешательства в нефтегазовом секторе.
Но и этот путь отнюдь не прост. Чтобы целенаправленно двигаться по нему, а не плестись "в хвосте" корпоративных интересов, от государства требуется политическая воля. Прежде всего, необходимо четко определить статус, роль и функции таких компаний, как "Роснефть" и "Газпром". Или это чисто коммерческие структуры, в которых государство всего лишь является акционером, или государственные - по характеру решаемых задач. Что должно быть поставлено во главу угла: прибыль и капитализация или решение задач, имеющих общественное значение? Соответственно должны формироваться механизмы управления производством, финансами, инвестициями.
Кроме того, нужно создать инструменты регулирования поставок продукции на рынок, ценового контроля и ценообразования для нефтегазового сектора с использованием методов, аналогичных тем, что сейчас применяются в регулировании деятельности естественных монополий. То есть, в основе всего должно лежать признание факта монополизации рынка с соответствующим отношением к его главным фигурантам. Для воздействия на рыночную ситуацию будут нужны балансы нефти и нефтепродуктов, но уже не индикативные, а имеющие директивную силу.
Необходимы государственные программы развития нефтепереработки для обеспечения внутреннего рынка и наращивания экспорта. Государство должно взять на себя полную ответственность за восстановление сферы отраслевого проектирования, развитие научных исследований и внедрение новых технологий. При данном пути развития перечень управленческих задач - причем не только концептуальных, но и сугубо функциональных - расширяется настолько, что еще более актуальным становится возрождение отраслевого министерства в составе правительства РФ.
Любой из двух рассмотренных в статье вариантов разрешения "революционной ситуации" в российской нефтепереработке сопряжен с основательным институциональным переустройством нефтегазового сектора. Движение к созданию конкурентного рынка будет означать победу "низов". Второй путь - государственно-монополистического развития - дает возможность "верхам" сохранить свое главенствующее положение, но ценой подчинения государству и некоторых уступок "низам", позволяющих снизить накал конфликта интересов.
Любой из двух путей создает предпосылки для стабилизации положения в нефтегазовом секторе - вопрос лишь в цене, которую за это придется заплатить, в соотношении общественных издержек и выгод. Если в попытках решения сегодняшних проблем мы ограничимся поверхностными "косметическими" мерами, то "революционная ситуация", вероятнее всего, примет перманентный характер - и мы постоянно будем жить в ожидании топливного кризиса и думать о том, как бороться с грозящей катастрофой.
[1] Экспортные пошлины на нефть пересматривают раз в 2 месяца, исходят при этом из уровня цен за предыдущий период. Как следствие - периодические расхождения в динамике текущих цен на экспортируемую нефть и размерах взимаемой пошлины.
[2] Федеральная антимонопольная служба РФ (http: www.fas.gov.ru).
[3] Согласно ч. 3 ст. 5 Федерального закона "О защите конкуренции" хозяйствующие субъекты признаются коллективно доминирующими на товарном рынке, если совокупная доля не более трех хозяйствующих субъектов превышает 50% или доля не более пяти хозяйствующих субъектов превышает 70%, при этом доля каждого из них составляет не менее 8% объема рынка.
[4] International Fuel Prices 2007. 5th Edition - More than 170 Countries. - GTZ GmbH, Germany (http:// www.gtz.de).
[5] С учетом так называемой "серой" зарплаты, доля которой, по экспертным оценкам, составляет свыше 40% от общей величины оплаты труда в России.
[6] По данным Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ (http://www.customs.ru).
[7] По данным ФТС РФ и Таможенного информационного сервера (http:// www.tks.ru).
[8] По данным агентства "Альянс Медиа" (http://www.allmedia.ru).
[9] Дианов Е. Отрасль с "плохой наследственностью" Нефть России. 2002. № 9.
[10] По данным информационного агентства "Аи92" (http://www.au92.ru).
[11] При получении товарных нефтепродуктов компаундирование, т. е. смешение различных компонентов, является нормальной практикой. Кустарное компаундирование ("бодяжничество") отличается от заводского тем, что в последнем случае процесс проводится под жестким технологическим контролем, с соблюдением строго определенных пропорций смешения и с использованием разрешенных добавок.
[12] Информационный портал "Нефть России" (http://www.oilru.com).
[13] По данным годовых отчетов компаний BP и ExxonMobil.
[14] О текущей ситуации развития промышленного производства (январь- декабрь 2006 г.). Минпромэнерго РФ (http://www.minprom.gov.ru).
[15] Доклад В. Б. Христенко "О состоянии и перспективах развития внутреннего рынка углеводородного сырья и продуктов его переработки, включая нефтехимическую промышленность" (http://www.minprom.gov.ru).
[16] Капустин В. М., Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.
[17] http://www.bcs.ru
[18] Russia: Bank Assistance for the Energy Sector // The World Bank, Washington, D.C., 2002 (http://www.worldbank.org).
[19] По данным годового отчета компании BP за 2006 г. (http://www.bp.com).
[20] Эксперт. 2006. № 35 (http://www.expert.ru).
[21] Время новостей. 22.03.2007.
[22]По данным Института катализа СО РАН (http://www.catalysis.ru); журнала "НефтьГазПромышленность" (http://www.oilgasindustry.ru).
[23]Современный процесс каталитического крекинга на установках Г43/107 и КТ1 был разработан институтами ВНИИ НП (технология) и "Гроз гипронефтехим" (проект установки). С 1983 г. на территории России и СНГ введено в строй семь установок этого типа производительностью по 2 млн т в год каждая. В Болгарии построена такая же установка производительностью 1,5 млн т/год (по данным ВНИИ НП - http://www.vniinp.ru).
[24] Капустин В. М., Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г.Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.
[25] Стандарт "Евро3" как диагноз и приговор // Независимая газета. 13.04.2007 (http://www.ng.ru)
[26] Atmospheric Chemistry and Physics. 2007. № 7 (www.atmos-chem-phys.net).
[27] Гаврилов Е. И. Экологические проблемы энергетики (http:// www.mtu-net.ru/lge).
[28] По данным PVM Vienna's Consultancy Group (China in Focus. Quarterly Oil Market Analysis. Vienna. Feb. 2006; Asian Oil Markets. Vienna. Oct. 2006) - http:// www.pvm.at; Ежегодного обзора мировой энергетики BP (http:// www.bp.com); журнала "НефтьГазПромышленность" (http://www.oilgasindustry.ru).
[29] Цит. по информации портала "Нефть России" (http:// www.oilru.com/news/39821/).
[30] По данным Информационного управления Министерства энергетики США - http:// www.eia.doe.gov (A Primer on Gasoline Prices. US DOE/EIA, 2006).
[31] По данным ФГУП "НИИ Атмосферы" - http:// www.nii-atmosphere.ru
[32] По данным Мипромэнерго РФ (http:// www.minprom.gov.ru); журнала "НефтьГазПромышленность" (http:// www.oilgasindustry.ru); PVM Vienna's Consultancy Group (Russia in Focus. Quarterly Oil Market Analysis. Vienna. March 2006) (http:// www.pvm.at).
[33] По данным журнала "Профиль" (http:// www.profile.ru).
[34] По информации пресс-службы ФАС, ведомство планирует возбудить административное дело по факту нарушения монополией российского законодательства. Однако максимальный штраф, который может грозить холдингу, составляет всего 500 тыс. руб. (http:// www.fas.gov.ru).
[35] Шмаль Г. Государство из ТЭК уходить не имеет права // Экономика и ТЭК сегодня (http:// www.rusoil.ru).
[36] См.: http:// www.doe.gov; http:// www.eia.doe.gov; http:// www.doe.gov/forconsumers.htm; http:// www.doe.gov/forstudentsandkids.htm
